胡 超, 何銀達(dá), 吳云才, 吳鎮(zhèn)江, 趙 鵬, 何川江

(中石油塔里木油田分公司迪那油氣開發(fā)部)

伴隨著鉆、完井技術(shù)的不斷進(jìn)步，越來越多的超深高溫高壓氣井得到投入開發(fā)，在開發(fā)過程中，持續(xù)環(huán)間帶壓(SCP)為高壓氣井常見現(xiàn)象，受到作業(yè)難度和費(fèi)用等因素的影響，越來越多完整性異常井處于監(jiān)控生產(chǎn)狀態(tài)。目前也引進(jìn)了國(guó)外井完整性管理方式，規(guī)范了生產(chǎn)井屏障劃分以及異常井壓力測(cè)試和診斷技術(shù)，部分單井由于受到開、關(guān)井等壓力激動(dòng)影響，加之本身油管、套管存在一定的缺陷，造成環(huán)空壓力異常升高，甚至超過其最大允許壓力，若該情況得不到有效控制，則很有可能引發(fā)天然氣竄漏至地面,導(dǎo)致井口失控的災(zāi)難性事故。

一、基本概況

D2-22井是迪那凝析氣田的一口開發(fā)井，于2009年6月6日完鉆，完鉆井深為5 242 m，投產(chǎn)井段4 894.5～5209.0 m(126.5 m/20段)。一開后套管頭?508 mm×?339.7 mm-35 MPa，二開后套管頭?339.7 mm×?244.5 mm-70 MPa，三開后套管頭?244.5 mm×?177.8 mm-105 MPa，油管頭?177.8 mm-105 MPa。

D2-22井原始地層壓力105.89 MPa，壓力系數(shù)2.2，溫度136.27℃，為異常高壓凝析氣藏； 2009年9月17日投產(chǎn)，配產(chǎn)50×104m3/d，油壓85 MPa。2010年上調(diào)產(chǎn)量至80×104m3/d后，油壓呈現(xiàn)波動(dòng)下降情況，油嘴檢修時(shí)發(fā)現(xiàn)籠套中有地層砂卡阻，生產(chǎn)期間各級(jí)環(huán)空呈現(xiàn)熱致環(huán)空帶壓特征，但基本穩(wěn)定。

2015年4月，生產(chǎn)時(shí)油壓46 MPa，日產(chǎn)氣21×104m3，日產(chǎn)凝析油18 t，A環(huán)空12 MPa，B環(huán)空8 MPa，C環(huán)空13 MPa。關(guān)井時(shí)，井口油壓71 MPa，地層壓力88 MPa。

2015年4月18日14∶55關(guān)井檢修，發(fā)現(xiàn)A、B、C環(huán)空壓力均快速上漲， A環(huán)空最高漲至67.5 MPa，B環(huán)空最高漲至49.46 MPa，C環(huán)空最高漲至58.35 MPa，進(jìn)行環(huán)空放壓，B、C環(huán)空放出物均為可燃天然氣。突發(fā)壓力變化情況見圖1。

二、突發(fā)情況的安全風(fēng)險(xiǎn)分析

根據(jù)APIRP90-2和ISO 16530-2計(jì)算的B、C環(huán)空最大允許壓力，各級(jí)環(huán)空推薦范圍分別是:B環(huán)空56 MPa、C環(huán)空28 MPa。各級(jí)環(huán)空壓力均超過了套管的承壓范圍，C環(huán)空壓力超過了?339.7 mm套管抗內(nèi)壓額定值，達(dá)到套管頭承壓的82%，存在較大的井口安全隱患：①井口套管頭密封失效，造成天然氣泄漏；②套管破裂，氣體竄漏至地層、泄漏至地面，造成災(zāi)難性事故。

為了確保井口安全，現(xiàn)場(chǎng)立即組織開井，通過降低油壓的方式來降低其它環(huán)空的壓力，若井口壓力下降幅度小，可以將高壓氣井生產(chǎn)翼、放噴翼同時(shí)打開，進(jìn)一步降低井口壓力。開井后油壓、A、B、C環(huán)空壓力均下降至40 MPa以下，井口風(fēng)險(xiǎn)得到緩解。推薦控制范圍與開井后壓力情況對(duì)比見表1。現(xiàn)場(chǎng)24 h派人值守以防止關(guān)井。

圖1 D2-22井A、B、C環(huán)空壓力與油壓變化曲線圖

表1 推薦控制參數(shù)與開井后壓力對(duì)比

三、環(huán)空帶壓診斷及評(píng)估

1. 環(huán)空放壓測(cè)試取樣

對(duì)B、C環(huán)空放壓，放出可燃?xì)怏w，放壓后壓力很快上漲，氣樣組分化驗(yàn)結(jié)果與處理廠外輸首站天然氣組分結(jié)果一致，證實(shí)環(huán)空壓力來源為產(chǎn)層天然氣。

2. 套管頭情況排查

分別對(duì)?177.8 mm、?244.5 mm、?339.7 mm套管主副密封采用卸開試壓堵頭判斷密封性能，其套管主副密封密封有效。

3. 環(huán)空分析及測(cè)試

3.1 環(huán)空壓力來源分析[1]

各級(jí)環(huán)空屏障示意圖及泄漏通道見圖2。

圖2 D2-22井各級(jí)環(huán)空泄漏通道示意圖

(1)A環(huán)空滲漏通道分析。油壓和A環(huán)空壓力重合，壓力變化相關(guān)性強(qiáng)，油套竄通。①流體從油管向A環(huán)空滲漏(可能性較大)。入井油管及工具均通過絲扣連接，連接部位多達(dá)1 000多處，出現(xiàn)絲扣泄漏的可能較大； 在山前高壓氣井A環(huán)空出現(xiàn)壓力異常原因中因油管絲扣泄漏問題導(dǎo)致占50%以上。 ②流體從封隔器向A環(huán)空滲漏(存在可能性);封隔器出現(xiàn)密封失效，導(dǎo)致天然氣從封隔器竄至A環(huán)空；封隔器失封導(dǎo)致天然氣滲漏幾率很低;③流體從B環(huán)空向A環(huán)空滲漏(B環(huán)空壓力較低，不存在可能性);④生產(chǎn)套管井口密封元件滲漏到A環(huán)空(已經(jīng)排查，不存在可能性) ;⑤油管掛及密封元件滲漏到A環(huán)空(多道密封，可能性較小)。

(2)B環(huán)空滲漏通道分析。B環(huán)空放出可燃?xì)怏w，壓力與A環(huán)空相關(guān)性不強(qiáng)，壓力來源不明。⑥生產(chǎn)套管井口密封元件滲漏到B環(huán)空,已做排查(不存在可能性)；⑦內(nèi)層技術(shù)套管井口密封元件滲漏到B環(huán)空,已做排查(不存在可能性)；⑧流體從A環(huán)空向B環(huán)空滲漏(可能性較大) 。A環(huán)空帶壓較高；生產(chǎn)套管通過絲扣連接，連接部位多，出現(xiàn)絲扣泄露的可能較大；⑨流體從C環(huán)空向B環(huán)空滲漏(存在可能性)。C環(huán)空壓力較高，但B、C環(huán)空壓力相關(guān)性不強(qiáng)；內(nèi)層技術(shù)套管通過絲扣連接，連接部位多，出現(xiàn)絲扣泄漏的可能較大；流體從套管環(huán)空滲漏進(jìn)入B環(huán)空，?177.78 mm套管固井質(zhì)量較好(可能性較小)。

(3)C環(huán)空滲漏通道分析。C環(huán)空放出天然氣，壓力與B環(huán)空相關(guān)性不強(qiáng)，壓力來源不明。內(nèi)層技術(shù)套管井口密封元件滲漏到C環(huán)空(已做排查，不存在可能性) ；外層技術(shù)套管井口密封元件滲漏到C環(huán)空(已做排查，不存在可能性) ；流體從B環(huán)空向C環(huán)空滲漏(可能性較大) 。B環(huán)空帶壓較C環(huán)空壓力低，但存在內(nèi)層技術(shù)套管漏點(diǎn)較深，B環(huán)空壓力沒有反映到井口的可能；內(nèi)層技術(shù)套管通過絲扣連接，連接部位多，出現(xiàn)絲扣泄漏的可能較大；流體從D環(huán)空向C環(huán)空滲漏(D環(huán)空壓力較低，不存在可能性)；流體從套管環(huán)空滲漏進(jìn)入C環(huán)空,存在淺層氣滲入可能(存在可能性較小) 。周邊井環(huán)空帶壓情況普遍，存在淺層氣滲入可能；?244.47 mm套管固井質(zhì)量較好，淺層氣滲入可能較小。

(4)D環(huán)空滲漏通道分析。D環(huán)空放出可燃?xì)怏w，壓力放到0后沒有上漲，氣體來源不明。外層技術(shù)套管井口密封元件滲漏到D環(huán)空(已做排查，不存在可能性)；流體從C環(huán)空向D環(huán)空滲漏(存在可能性)。C環(huán)空帶壓較高，且最高帶壓值58.35 MPa，超過外層套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度值(58 MPa)，滲入D環(huán)空可能性較大；外層技術(shù)套管通過絲扣連接，連接部位多，出現(xiàn)絲扣泄漏的可能較大；流體從套管環(huán)空滲漏進(jìn)入D環(huán)空(可能性較小)。周邊井環(huán)空帶壓情況普遍，存在淺層氣滲入可能；?339.72 mm套管固井質(zhì)量較差，存在淺層氣滲入可能。

3.2 環(huán)空壓力測(cè)試

(1)補(bǔ)液測(cè)試。對(duì)A環(huán)空直接補(bǔ)1.4 g/cm3有機(jī)鹽。補(bǔ)壓前：油壓37.8 MPa，A環(huán)空壓力38.5 MPa，B環(huán)空30.1 MPa，C環(huán)空38.5 MPa。

補(bǔ)壓后：油壓32.74 MPa，A環(huán)空壓力0 MPa，B環(huán)空19.47 MPa，C環(huán)空22.97 MPa，補(bǔ)入42 m3后油壓開始明顯下降，取樣口發(fā)現(xiàn)綠色液體，與補(bǔ)入的環(huán)空保護(hù)液一致，確認(rèn)有機(jī)鹽進(jìn)入油管內(nèi)；預(yù)計(jì)漏點(diǎn)深度在4 000 m左右，且漏點(diǎn)較大(實(shí)際在4 272 m左右油管斷裂)。

(2)壓井測(cè)試，判斷是否可以安全關(guān)井。先后對(duì)A環(huán)空反擠清水75 m3，對(duì)油管正擠清水35 m3，待油套穩(wěn)定，對(duì)油管正擠地層水15 m3，對(duì)A環(huán)空反擠地層水55 m3，最后油套合注地層水10 m3。

補(bǔ)壓前：油壓45.1 MPa， A環(huán)空45.0 MPa，B環(huán)空26.6 MPa，C環(huán)空39.5 MPa。

停泵后：油壓34.6 MPa， A環(huán)空32.4 MPa，B環(huán)空26.2 MPa，C環(huán)空37.8 MPa。

(3)測(cè)試結(jié)果。B環(huán)空在壓井過程壓力變化不大，B環(huán)空壓力源較小或不暢通。 C環(huán)空在壓井過程中放出壓井液體，證實(shí)A環(huán)空與C環(huán)空溝通性良好。

(4)D2-22井各壓力來源分析。對(duì)于A環(huán)空，壓力與油壓基本一致，且通過環(huán)空補(bǔ)壓后，井口取樣發(fā)現(xiàn)環(huán)空保護(hù)液，判斷：油套連通，第一井屏障失效。

B環(huán)空壓力同A環(huán)空有較好的相關(guān)性，且無法卸掉，判斷：存在壓力來源，通道較小及不暢通，第二井屏障退化。

通過擠壓井的方式可以實(shí)現(xiàn)安全關(guān)井。

四、控制壓井施工

D2-22開井以后井口壓力得到降低，但井口仍然存在一定的生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)，一旦發(fā)生意外關(guān)井，井口壓力將再一次升高，以往部分隱患井通過地面持續(xù)放噴監(jiān)控，一來會(huì)造成大量的天然氣資源浪費(fèi)，另一方面與現(xiàn)有的環(huán)保法相違背，因此，采用壓回法壓井的方式來讓單井實(shí)現(xiàn)安全關(guān)井，即先通過泵車大排量向套管擠壓井，再向油管內(nèi)進(jìn)行擠壓井，后再次向套管內(nèi)擠壓井，將天然氣壓回地層，實(shí)現(xiàn)安全關(guān)井。根據(jù)氣侵的時(shí)間，重復(fù)組織壓井施工，直到修井機(jī)準(zhǔn)備就緒。

第一次壓井施工：對(duì)A環(huán)空擠1.4 g/cm3有機(jī)鹽50 m3，后對(duì)油管內(nèi)擠清水45 m3；排量0.8～1.0 m3/min，最高泵壓63 MPa。安全關(guān)井5 d后，井口壓力恢復(fù)至關(guān)井前壓力。

壓井前：生產(chǎn)油壓40.3 MPa， A環(huán)空40.3 MPa，B環(huán)空26.4 MPa，C環(huán)空37.1 MPa。

壓井后：關(guān)井油壓39 MPa， A環(huán)空34.9 MPa，B環(huán)空23.1 MPa ，C環(huán)空36.5 MPa。

壓井前：油壓45.1 MPa， A環(huán)空45.0 MPa，B環(huán)空26.6 MPa，C環(huán)空39.5 MPa。

壓井后：油壓34.6 MPa， A環(huán)空32.4 MPa，B環(huán)空26.2 MPa ，C環(huán)空37.8 MPa。

安全關(guān)井4 d后，受到天然氣氣侵影響，井口壓力恢復(fù)到關(guān)井前壓力，后再組織地層水進(jìn)行壓井，保障井口安全，D2-22井累計(jì)組織壓井13次(平均4 d/次)，實(shí)現(xiàn)安全關(guān)井53.75 d，減少天然氣放空2 990×104m3，減少原油排放2 596 t。

五、結(jié)論

井口突發(fā)環(huán)空壓力異常是高壓氣井在生產(chǎn)運(yùn)行當(dāng)中可能遇到的，作為現(xiàn)場(chǎng)管理者，除了要做好異常井的日常監(jiān)控工作以外，對(duì)于突發(fā)環(huán)空壓力超高，達(dá)到紅色風(fēng)險(xiǎn)等級(jí)的井，應(yīng)盡快采取有效的控制措施，保證井口安全，防止事態(tài)惡化，利用擠壓井的方式能有效地將井口風(fēng)險(xiǎn)降低，在行業(yè)內(nèi)具有廣泛的推廣應(yīng)用價(jià)值。